深层高温页岩气井固井流体研究进展-辽宁化工2022年01期

摘      要： 深层页岩气纯度高、储量大，是我国重要的替代能源，缓解了我国近年以来的能源压力。但是在页岩气开采的固井行业中，深处地层的超高温度容易引起固井流体性能恶化甚至失效，最终导致页岩气井无法正常生产，造成巨额的能源及经济损失，因此需要固井流体具有较高的抗温性能，抵抗深层恶劣环境对固井流体的不利影响。这里从深层高温页岩气固井流体抗高温材料入手，综述了目前深层页岩气井常用的抗高温清洗液、抗高温固井水泥浆技术，并对深层页岩气固井流体的发展方向进行了展望。

关  键  词：深层; 高温; 页岩气; 固井质量

中图分类号：TE256     文献标识码： A     文章编号： 1004-0935（2022）01-0054-07

深层页岩气储量大、杂质少，是目前国内重要的替代能源，近年来顺北、塔里木、川渝深层页岩气取得了突破性进展，利用超深井和水平井技术加大国内页岩气井开采力度。但是这些技术往往会伴生许多难题，就固井作业来说，主要面临清洗液失效、水泥石脆性破坏的问题，因此需要采用特殊的抗高温高效清洗液与水泥浆。这里对页岩气高温固井流体作出系统性分析，旨在探寻更有效的开采深层页岩气的方式，提高固井质量，满足日益严峻的深层高温页岩气能源开采需求^[1-10]。

1  深层高温页岩气井清洗液

页岩地层容易吸水膨胀，甚至垮塌，危害井下作业安全性，为保持安全稳定钻进，深层高温页岩气井大都采用油基钻井液钻进。但是油基钻井液与固井水泥浆配伍性差，影响水泥环与套管、井壁胶结性，因此需要在挤水泥之前使用清洗液清除井壁油污及泥饼，改变井壁及套管壁的润湿性能，从而提高水泥环胶结质量。

常规的油包水乳化清洗液耐高温、物化性能稳定、与页岩地层相容性好，通常被用来清洗页岩地层井眼。然而，环境问题限制了这类清洗液的使用。聚合物清洗液是在清洗液中引入聚乙烯、聚丙烯等聚合物颗粒，通过聚合物颗粒改善清洗液内部水动力阻力，提高流体阻力系数，从而达到高效清洗的目的。Yi^[11]研究了聚合物颗粒清洗液的清洗效果，发现随着井斜角的增加，油污的清洗效果变差，作者认为随着井斜角增大低密度聚合物颗粒逐渐悬浮在流体体系中上部，弱化了清洗液的功效。页岩气井生产段多为水平段，因此聚合物清洗液不适用于深层页岩气井。泡沫清洗液是以氮、空气和二氧化碳为气源，辅以表面活性剂的一种清洗液，主要用来减免储层伤害。由于泡沫对温度比较敏感所以应用面较窄，但是在一些特殊地层使用效果优于其他清洗液。泡沫清洗液与水基、油基清洗液相比，能耗低、污染小、无毒性、无腐蚀性，但对起泡和稳泡条件要求比较严格。为解决高温对油污清洗效果的不良影响，研究学者们研制了一系列针对深层高温气井的清洗液材料，主要有纤维、纳米材料、天然提取物。

常用的清洗液纤维是由聚丙烯单丝材料制成，具有耐高温、分散能力强、反应活性低的特点。Qingling、Ramadan、Ozbayoglu^[12-14]等分别对比了合成纤维、聚丙烯纤维、纳米纤维和天然纤维素纤维用来提高清洗液的运输能力。认为纤维主要是通过网络支撑、电荷排斥、物理切削等作用清除井壁油污、胶凝钻井液和泥饼，同时发现纤维的长度、直径、纵横比都对清洗效率有影响，并且指出理论上清洗液纤维极限服役温度高达600 ℃。

Boyou发现纳米颗粒可以改善清洗液的流变性能和热稳定性，利用纳米材料能将常规清洗液的热稳定性提高到160 ℃。此外，纳米添加剂如二氧化硅、氧化铝和碳纳米管能够冷却钻头、降低流体黏度、降低钻井摩阻与扭矩。同时Boyou^[15]使用颗粒级配的纳米二氧化硅配置清洗液，发现纳米二氧化硅阻止了页岩地层中孔隙压力的传递，使常规水基清洗液的清洗效率平均提高了38%。其机理是纳米二氧化硅颗粒重量非常轻，具有高比表面积和体积比的特性，增加了流体对油污的阻力和升力，缓冲了油污自身重力以及流体对油污的黏滞力。纳米二氧化硅的加入可以降低清洗液的屈服点、表观黏度、塑性黏度、凝胶强度等流变性能，特别是在高固相含量条件下，改善效果更显著。

常规清洗液普遍存在适用性差、废弃物难以处理、弱毒性等问题。一些研究人员提出，构建一种生物清洗液代替常规清洗液，既能解决页岩井壁坍塌难题，还能无毒排放，简化清洗井眼的工艺、大幅降低清洗井眼的处理费用。Oseh^[16]提取凤尾草的孢子囊（HLE）配置清洗液，与常规水基清洗液相比，HLE生物清洗液具有更好的耐温性和更高的油污清除率，油污清除率提高了70.4%。通过微观分析发现HLE中存在萘醌，提高了清洗液的抗温性，清洗液最高耐温390 ℃。

目前固井行业研究的冲洗液体系大多数是针对水基钻井液的，专门针对油基钻井液的冲洗液体系目前还不够完善，种类较少可选性差。并且室内很难模拟井下真实的清洗条件，大都采用膨润土、石英砂、乳液、胶体物质模拟井壁污染物，故对清洗效率的评价标准也不一致，难以横向比较。因此亟需制定一个标准的室内模拟条件和配套仪器，以及制定一系列相关评价方法，进一步补充完善清洗液的不足之处。

2  提高水泥浆耐温性能相关技术

2.1  提高水泥浆高温沉降稳定性

高温条件下，水泥浆的沉降稳定性问题，一直是影响固井水泥浆性能因素之一，尤其高密度水泥浆体系的稳定性很难保证。为了解决这一难题，很多固井方面的专家学者进行了一些研究，目前，王金玉、王凯、蒙飞、崔晓光、Prasun等^[17-21]对高温条件下水泥浆的沉降稳定性机理及改善措施进行详细分析，提出以下措施。

紧密堆积理论：利用粒径优化及颗粒级配技术，增大水泥浆颗粒间范德华力，增大水泥浆空间网络结构对结合水的束缚作用，减少水泥浆游离水析出，从而达到提高高温水泥浆沉降稳定性的目的。实验室可以通过使用超细水泥、纳米硅、超细石英砂等超细材料充填到水泥空隙中实现紧密堆积。但往往由于这些材料的比表面较大，遇水溶解时间长且水化需水量较大，从而会造成配浆时下灰困难。

有机聚合物悬浮稳定剂：高温条件下，有机聚合物悬浮剂通过解聚、无规断链、基团脱除3种形式发生降解反应，使其分子量减低，从而降低水泥浆体系黏度，防止高温条件下水泥浆过稠沉降。另外高温剪切也会降低有机聚合物悬浮剂的黏度，因此，在合成有机聚合物悬浮稳定剂分子链时，应以键能高的—C—C—、—C—S—、—C—N—等方式联结，避免或减少引入—O—键，同时增加亲水基团，改变分子链的支化和交联，提高稳定剂的分散性。

无机黏土稳定剂：油田常用的无机黏土稳定剂主要包括无机盐黏土稳定剂、无机阳离子黏土稳定剂，黏土自身具有良好的热稳定性和悬浮能力，在高温下水化更完全，能形成网架结构，提高悬浮能力，加入无机黏土悬浮稳定剂的水泥浆体系高温条件下沉降稳定性能很好改善，但由于初始稠度较大，在现场配浆后，泵送困难，影响施工安全，因此优选合适的无机黏土悬浮稳定剂仍是一个难题。

复合悬浮剂：该悬浮稳定剂由不同性能的多种有机、无机固体按照一定比例复合组成。加入复合悬浮剂的干混水泥，在配浆时下灰正常，并且不会提高浆体的初始稠度，在低温下，由于浆体内部的黏滞力作用较强，浆体的稳定性能较好，在高温情况下，由于温度的激发，悬浮剂复合成分发挥作用，一方面高分子聚合物增大水泥浆体系的黏度，并在已经吸附了缓凝剂和降失水剂的固相颗粒间建立新的交联作用，从而提高浆体的稳定性;另一方面改性后的无机黏土在高温下具有二次水化的稳定作用，高温临界点后开始水化，能够形成立体网架结构，提高悬浮稳定作用。由于两方面的作用，使水泥浆体系在高温情况下，仍保持良好的动力稳定性、聚结稳定性和絮凝稳定性，且具有加量低，高温使用温度范围广的优点。

提高水泥浆高温沉降稳定性，悬浮稳定剂是必不可少的。悬浮稳定剂通过增大颗粒间范德华力、高温分解降低体系黏度、二次水化等作用提高水泥浆抗高温性能。但是高温悬浮稳定剂单一使用容易引起下灰困难、早期稠度过高、水化需水量大等问题，目前比较好的解决措施是复合悬浮剂，通过一定比例混合单一悬浮剂，相互弥补不足之处，从而形成一种配伍性好、分散均匀、耐高温的悬浮稳定剂。

2.2  提高水泥浆高温防气窜性能

水泥作为一种胶凝无机非金属材料，在凝结过程中具有胶凝强度，同时由水化产物晶体搭桥、充填形成孔隙结构，进而表现出一定的渗透性。因此，水泥在凝结过程中所表现出来的气测渗透率、静胶凝强度及失水量等性能均为水泥这种胶凝材料的自身物理化学特性。显然，这些水泥材料的自身特性对水泥浆本体的防窜性能至关重要。因此，提高水泥浆防气窜性能主要从以下3个方面入手：缩短水泥浆静胶凝强度过渡时间、降低水泥浆气测渗透率、降低失水量。

川渝盆地是我国重要的页岩气开采区域，该地区地质条件比较复杂，页岩气藏埋深超过五千米、井底循环温度超过200 ℃，页岩气层压力大容易发生气窜。为解决该地区高温气窜问题，舒福昌等^[22]以丁苯胶乳作为防气窜外加剂，以1 200目铁矿粉作为加重剂，以硅粉控制水泥石强度衰退，研究出了一种新型抗高温防气窜高密度水泥浆体系。结果表明该体系在180 ℃养护条件下，失水量仅为72 mL，而普通水泥浆失水量超过100 mL。防气窜性能评价表明，水泥浆气侵阻力为2.28 MPa，而普通水泥浆仅有0.05 MPa，并且发现水泥浆在候凝过程中，水泥浆气侵阻力随着静液柱压力的降低而增高，表明该体系具有良好的高温防气窜性能。

针对常规水泥浆体系胶凝强度从48～240 Pa过渡时间长，高温环境下水泥石体积容易收缩形成微孔隙形成气窜通道的特点，邬钢^[23]利用紧密堆积理论与颗粒大小分布技术，经过大量的室内实验研究出多功能防气窜水泥浆体系。该体系主要通过水溶性高分子降失水剂、晶体膨胀剂、纤维增韧剂，抑制自由水析出、缩短水泥浆胶凝强度过渡时间、抑制裂纹扩展，从而阻止气体侵入。并且关键处理剂耐温性能良好，比较适用于深层页岩气固井作业。目前该体系分别在松南地区和塔里木盆地等地区的高温气井、深井高温高压气井中得到大量应用，固井质量优良，合格率达到100%。

水泥浆的防气体侵入能力，主要是从配方的设计上着手。通过掺入硅粉、超细铁矿粉提高水泥石颗粒堆积密度，通过掺入胶乳、纳米液硅在水泥浆与井壁间形成致密滤饼阻止气体侵入，通过掺入弹性材料在水泥浆水化过程中填充水泥石孔隙，当水泥石内部微裂纹产生时，弹性材料自身发生形变阻止微裂纹扩展，从而阻止气体在水泥石内部运移。

2.3  提高水泥石形变能力

水泥石普遍被认为是非均质性脆性材料，室内单轴力学性能表明，当应力超过水泥石极限屈服值时水泥石逐渐破裂，但是这种认识是片面的，忽略了井下高温高压环境对水泥石力学性能的影响。Si等^[24]采用高温三轴岩石力学系统模拟油气井环境条件下水泥石的破裂过程，采用围压模拟地层高压页岩气体对水泥环的作用力，发现随着围压增大，水泥石弹性逐渐减弱，水泥石表现为塑性变形行为，超过水泥石极限形变量后，水泥石表现为延性破坏。另一方面，由于深层页岩气地层井底高温，油气开采时期管柱温度明显高于下套管及水泥浆候凝期间管柱温度，因此套管将会受热膨胀，这种膨胀产生的内应力作用在水泥环上，容易撑裂水泥环，破坏水泥环密封完整性，降低油气开采效率。因此高温气井水泥环要具有一定的弹韧性，抵抗高温高压环境对水泥环的不利影响。

3  深层高温页岩气井固井水泥浆

页岩气水平井油层套管固井后，要进行试压、分段压裂等后续作业，这些工艺引起井内温度和压力急剧变化，导致水泥环内部产生微裂缝，微裂纹持续扩展最终导致大范围的水泥环破裂，最终造成水泥环密封失效。因此需要水泥石具备较低的弹性模量以防止破坏失效。目前行业内解决这一问题比较成熟的技术就是弹韧性水泥浆，弹韧性水泥石具有较低的弹性模量，既可以抵御压裂、射孔等作业中对附近水泥环的冲击压力，又可通过其微膨胀特性规避完井、增产等作业中的微环空损伤。另一方面，弹韧性水泥浆中所采用的弹性材料胶乳、改性橡胶粉、改性纤维，石墨烯材料也被用在防窜剂中。也就是说，弹韧剂与防窜剂可以通过同一种材料实现，达到“一剂双效”的作用。因此，深层高温页岩气井固井水泥浆体系多以弹韧性水泥浆为载体，辅以高温悬浮稳定剂共同组成页岩气高温水泥浆体系，这里主要详细介绍抗高温水泥浆弹韧剂。

3.1  高温纤维弹韧剂

玻璃纤维一般是将玻璃球或者废弃玻璃高温熔化、拉丝制成，具有显著的拉伸强度及耐温性能，抗拉强度高达2 000 MPa，理论上耐温性能超过

1 000 ℃，能在200～300 ℃温度范围内长期使用。玻璃纤维用作水泥石的弹韧剂，能够弥补水泥石原生缺陷，提高水泥石的拉伸强度以及冲击强度。同时，现代化工业产生的大量废弃玻璃既污染环境也浪费资源，废弃玻璃制成的高强度、高耐温性的玻璃纤维，作为高温深井弹韧剂是一种理想的环保型材料，与这种材料类似的还有聚酰亚胺纤维、聚丙烯纤维、纳米纤维和天然纤维素纤维、合成纤维等^[25]。

王艳琼^[26]考察了ER-13短切玻璃纤维改善水泥石的力学性能及其耐温性能，结果表明0.6%的短切玻璃纤维水泥石28 d抗压强度比净浆水泥石高7.5%，抗拉强度高17.2%。将玻璃纤维水泥石进行高温煅烧测试水泥石耐温性能，结果显示玻璃纤维水泥石经300 ℃煅烧后才开始出现微细裂纹，850 ℃高温煅烧后微裂纹逐渐扩展，但是试件保持完整，1 100 ℃高温煅烧后试件逐渐疏松、垮塌。

水泥石原生孔隙多为微米级、纳米级尺寸，纳米纤维能在不改变自身性能的条件下，自由穿插于水泥石孔隙中，阻断裂纹的产生，并且纳米纤维耐温性优于玻璃纤维。metaxa^[27]考察了纳米碳纤维对水泥石力学性能的改善效果，结果表明1.5%的碳纳米纤维能将空白水泥石抗拉强度提高32.7%，弯曲韧性提高30.9%。另一种具有显著力学性能的纳米纤维是碳纳米管（CNTs），CNTs的杨氏模量为1 TPa、屈服应力为100～300 GPa、抗拉强度为63 GPa，1%加量的碳纳米管即可显著改善水泥石的力学性能。但是碳纳米管比表面积过大，掺入水泥浆后分散不均匀，容易发生“团聚”现象。为解决这一问题，Hunashyal^[28]先将CNTs均匀分散在乙醇溶液中，然后加入60%分散剂-羟乙基纤维素（HEC），采用超声波预处理技术，将CNTs与HEC制成一种黏稠糊状物，作为一种新的添加剂，从而使团聚的CNTs得以分散均匀。

显然，力学性能优异、耐高温的纤维材料分散性问题一直没得到良好的解决，加量过低纤维难以发挥功效，加量大又容易引起团聚现象。进行预处理的话，预处理技术工艺繁杂、处理成本高难以实现商业化应用，但是固井工业中纤维一直是最优良的耐高温材料。

3.2  高温改性胶乳弹韧剂

固井所使用的的胶乳一般是指丁苯胶乳，具有物理成膜作用以及化学螯和作用，能显著改善水泥浆颗粒致密度，降低水泥浆失水量，提高水泥浆防气窜及力学性能。但是丁苯胶乳热稳定性差，随着水泥水化放热及高温地层对胶乳颗粒的升温作用，一般升温至100 ℃左右，水泥浆中高价阳离子Ca²⁺、Al³⁺致使胶乳乳化失效，大量聚合物胶乳颗粒析出，破坏水泥浆综合性能。因此，需要对胶乳进行改性处理，提高胶乳的耐温性能。

齐奔^[29]将一定量的非离子型表面活性剂（3%烷基酚聚氧乙烯醚FB-1和1%烷基酚聚氧乙烯醚FB-2）与丁苯胶乳混合，升温至50 ℃，进行乳液接枝聚合，生成一种非离子型丁苯胶乳BZT-L2，该胶乳适应温度高达170 ℃，SPN值小于3，具有良好的抗温及防窜性能。Guo等^[30]采用种子乳液聚合法，将N，N-二甲基丙烯酰胺（DMAA）、苯乙烯（St）和2-丙烯酰胺-2-甲基丙烷磺酸（AMPS）酸作为改性功能单体接枝在聚丁二烯（PB）胶乳上，聚合成一种新型四元高效胶乳。掺入8%改性PB胶乳，就能将水泥浆流动度控制在180 mm以内，失水量小于50 mL，与纯水泥石相比弹性模量减小60%。耐温试验表明，PB胶乳水泥石极限碎裂温度为410 ℃，具有超强热稳定性。

胶乳是目前国内外使用最多的中低温弹韧剂，高温地层中需要对胶乳进行化学改性，但是目前改性方法比较单一，耐高温胶乳产品种类单一，在一些高含CO₂、H₂S等酸性气体的深层高温页岩气藏中，改性胶乳防腐能力差，酸性气体容易引起水泥环腐蚀失效。另一方面，胶乳是一种固含为50%的乳状液体，持续搅拌剪切容易起泡，使水泥浆流动性变差。并且这种微小细泡均匀分散在水泥浆内部难以逸出，水泥浆固化成水泥石后，微气泡形成的微孔洞为气体提供天然通道，破坏水泥石内部结构。大量实验表明，加量超过10%、养护温度超过90 ℃时，胶乳起泡现象最为显著，这一难题至今仍没得到有效解决。

3.3  高温石墨烯弹韧剂

石墨烯是由平面蜂巢状单层碳原子组成，比表面积高达2 600 m²·g^-1，强度与硬度超过金刚石，是目前人类已知强度、柔韧性、渗透性、粘附性最优良的材料，理论上抗拉强度为130 GPa、弹性模量为0.25 TPa。石墨烯也是一种很好的耐温材料，极限耐温高达400 ℃。同时，研究学者们发现石墨烯在碱性水泥浆中难以分散均匀，会降低水泥浆水化放热速率以及降低水泥石力学性能。为推广石墨烯在固井水泥行业中应用，研究学者们采用氢离子改性法制得一系列改性石墨烯及其衍生物。如石墨烯纳米片、氧化石墨烯、氧化石墨烯片、氧化石墨烯分散液，其中氧化石墨烯碳原子上接有大量羧基、羟基、环氧基等含氧基团，减小了石墨烯碳原子间原有的范德华力，使石墨烯在水溶液中分散得更加均匀，氧化石墨烯也因此被广泛应用做水泥石弹韧剂^[31]。

Lv等^[32]研究表明，加入质量分数为0.03%的氧化石墨烯后，与空白组相比水泥复合材料的抗拉强度、抗弯强度、抗压强度分别提高了78.6%、60.7%、38.9%。Lu、Pan等^[33-34]发现加入质量分数为0.05%的氧化石墨烯可以将水泥基材料抗压强度提高11.1%、抗弯强度提高16.2%。Abrishami等^[35]研究了氨基功能化氧化石墨烯对水泥是力学性能的影响，结果表明0.1%加量的氨基氧化石墨烯水泥石抗弯强度提高了38.4%。Sharma等^[36]研究了0.25%的氧化石墨烯纳米片和氧化石墨烯对高水灰比（水/灰：0.45）水泥浆200 ℃条件下力学性能的影响，结果表明高温养护90 d后水泥石抗压强度和抗冲击强度分别提高了40%和21.8%。大量案例表明极少量石墨烯即可显著改善高温水泥石弹韧性，他们将这一作用归因于氧化石墨烯的“晶核效应”。在水泥水化过程中氧化石墨烯表面众多含氧基团吸附水泥浆中的硅酸三钙、硅酸二钙、铝酸三钙等活性成分，为水泥水化反应提供一个水化“晶核”，晶核不断生长，会生成柱状或雪花状水化结晶产物，水花结晶产物与水化硅酸钙凝胶相互胶结，形成致密空间网络结构，从而提高水泥石弹韧性。

微量石墨烯及其衍生物既能显著改善高温水泥石力学性能，但是石墨烯材料相较于其他高温气井弹韧剂昂贵的多，石墨烯粉末市场售价高达300元·g^-1，高于黄金售价，显然这种高昂的价格限制了石墨烯在固井行业大范围使用。

3.4  高温复合弹韧剂

单一高温弹韧剂暴露出各种各样的问题，解决这些难题可能要花费数十年或者更久，为此研究人员们提出一种新策略-复合高温弹韧剂。通过大量实验，探究不同比例复合高温弹韧剂对水泥石力学性能的影响，从而得到一种最佳复合高温弹3iJ1lwdo3zJAfxn0nALciQ==韧剂。

Wang等^[37]考察了不同加量的氧化石墨烯对水泥石力学性能的影响，发现加量在0～1%区间时，氧化石墨烯加量与水泥石力学强度呈正相关关系，超过1%加量后，水泥石力学性能急剧恶化。将0.18%碳纳米管掺入氧化石墨烯中后，力学性能超过单一氧化石墨烯水泥石力学性能。碳纳米管与氧化石墨烯比例为1tCB3eu0miZn9LgyVcp8yZw==∶3时力学性能达到最大值，抗折强度最大值为14.49±0.19 MPa，抗压强度最大值为59.28±3.32 MPa。

Ding等^[38]探究了SBS改性乳化沥青、GEM03水溶性环氧树脂复合弹韧剂对水泥石力学性能的改善效果，结果表明，当沥青与环氧树脂比例为1∶1.5时改善效果最佳，抗弯强度提高了30.6%。同时环氧树脂是一种耐温型材料，提高了复合弹韧剂的耐温性能，最高服役温度为180 ℃。

弹韧性材料复合使用可以相互弥补各自不足之处，并且现场应用过程中也可以根据实际情况对复合材料的比例进行微调，目前深层高温页岩气固井工业大都采用高温复合弹韧性水泥浆。

4  结 论

通过对国内外主流深层高温页岩气固井流体进行系统性调研与分类，大致可以得到以下结论。

1）常规清洗液清洗效果差，高温条件下容易丧失清洗能力，现有的抗高温清洗液主要有纤维清洗液、纳米清洗液、天然提取物清洗液。但是目前行业内对清洗液清洗效果缺乏一个统一的评价方法，后续研究方向应聚焦于试验设备及评测方法上。

2）高温环境下水泥浆沉降稳定性变差，所以在使用抗高温降失水剂和抗高温缓凝剂的基础上，使用复合高温悬浮稳定剂提高高温环境下水泥浆沉降稳定性。

3）深层高温气井地层气体压力大，容易发生气窜问题，水泥浆主要是通过掺入无机填料及有机聚合物，提高基体密实度，从而达到防窜的目的。

4）常温环境下水泥石表现为脆性破坏，高温高压环境下水泥石表现为塑性破坏，因此高温气井需要采用弹韧性水泥浆。而弹韧性水泥浆采用的抗高温弹韧剂与水泥浆防气窜剂有许多材料是通用的，弹性材料也因此具有“一剂双效”的作用。

5）高温防窜弹韧剂配伍性、流动性差仍是一大难点，虽然可以通过化学改性弥补这一缺陷，但是目前可选的改性材料仍然比较少，后续应加大新材料的研发。

6）从实际应用出发，目前还没有任何一种单一材料能完全解决高温高压气井气窜和水泥石塑性破坏的问题，复合高温抗窜弹韧性水泥浆仍是最优选浆性能参数的影响因素难以确定，难以快速准确调配最优性能的水泥浆。后续研究应该聚焦于体系优化，在不影响性能的前提下，缩减处理剂的使用种类，便于后续水泥浆性能的调试。

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Research Progress of Cementing Fluid for Deep High Temperature Shale Gas Wells

HUANG Feng ， WANG You-wei ， TIAN Jin

（COSL Oilfield Chemistry Research Institute， Langfang Hebei 065201， China）

Abstract： Deep shale gas has high purity and large reserves， is an important alternative energy in China， which relieves the energy pressure in recent years. However， in the cementing industry of shale gas exploitation， the ultra-high temperature in deep formation ZSQcc0IhUeFuIUwEUXnWOMa2e1wXNYHnCxoHGFPo1Eo=is easy to cause the performance deterioration or even failure of cementing fluid， which eventually leads to the failure of normal production of shale gas wells， resulting in huge energy and economic losses. Therefore， it is necessary for the cementing fluid to have high temperature resistance and resist the adverse impact of deep bad environment on cementing fluid. In this paper， starting from the high temperature resistant materials of deep shale gas cementing fluid， the common high temperature resistant cleaning fluid and high temperature cement slurry technology commonly used in deep shale gas wells were summarized， and the development direction of deep shale gas cementing fluid was prospected.

Key words：  Deep layer; High temperature; Shale gas; Cementing quality